Гидрогазогеохимические критерии нефтегазоносности

Использование масс-спектрометрических методов анализа ста­бильных изотопов водорода и кислорода позволяет наиболее точно определить генетическую природу вод. Наличие пресных и опрес­ненных конденсационных вод, которые связаны с газовыми скопле­ниями УВ (конденсируются из парогазовой смеси при эксплуатации газоконденсатных залежей) свидетельствует о высоких перспективах газоносности. Для таких вод характерны сравнительно низкое содер­жание D и крайне высокое содержание изотопа кислорода О (А.А. Карцев), слабая минерализация 0,5-8 г/дм³, низкое содер­жание микрокомпонентов.

4. Гидродинамические и общегидрогеологические показатели нефтегазоносности.

Гидро­динамическая обстановка недр — наличие АВПД и аномально вы­соких температур, низкая скорость движения вод. На формирование АВПД существенное влияние оказывают гидрогеологические условия — гравитационное уплотнение, наличие мощных толщ флюидоупоров (глин и соли), тектонические сжатия и повышенная сей­смичность территории АВПД отмечается в бассейнах с интенсивным прогибанием и мощным осадочным чехлом и в бассейнах складчатых областей и предгорных прогибов. К таким бассейнам относятся Восточно-Предкавказский, Прикаспийский, Южно-Таджикский и Предкарпатский артезианские бассейны. Коэффициент аномаль­ности пластового давления в таких бассейнах составляет 1,5-2,0.

Фиксируемые при бурении подсолевых отложений Прикаспий­ской впадины АВПД по сути являются индикаторами концентрации газа в ловушках, содержащих разнородные флюиды (нефть, газ или воду), т.е. служат явным признаком УВ скоплений бывших или со­временных. Коэффициенты аномальности пластового давления ко­леблются в пределах 1,5—2,03.

Долговременное существование системы АВПД в подсолевых от­ложениях Прикаспийской впадины, в частности и Астраханского свода, по мнению большинства исследователей, обусловлено герме­тичностью мощной соленосной кунгурской покрышки, высокой закрытостью недр и, вероятно, связано с постоянным подтоком глу­бинных флюидов из недр. Более жесткие термобарические условия отмечаются с возрастанием глубины.

Астраханский карбонатный массив — самостоятельная гидроди­намическая аномалия (Ю.А. Волож). К северу от него выделяется зона с давлениями, достигающими 130 МПа, к югу — зона с давле­ниями, близкими к гидростатическим. Такое распределение давлений обусловливает направление флюидных потоков: одного более интенсивного с севера, питающего верхние горизонты подсолевого разреза; второго — менее интенсивного — южного, питающего нижние горизонты.

В областях тектонических растяжений возникают зоны пьезоми­нимумов, где имеют место аномально низкие гидростатические дав­ления (субгидростатические) — Восточная Сибирь.

5. Гидрогеотермические показатели нефтегазоносности.

Гидрогеотермические иссле­дования НГБ позволяют оценить роль подземных вод в формиро­вании и перераспределении теплового поля Земли и формировании термического режима недр.

Пластовая температура и давление оказывают значительное влияние на процессы ката- и диагенетического преобразования осадков и заключенного в них ОВ, на фазовое состояние углеводо­родов, процессы генерации и аккумуляции УВ и относятся к числу значимых показателей при прогнозе нефтегазоносности недр, вы­боре конструкции скважины, параметров бурового раствора и спо­соба разработки залежей.

Температурный режим контролирует процессы первичной миг­рации нефти, созревание и аккумуляцию ее в залежах, определяет саму возможность существования залежей, а также площадную и вертикальную зональность их размещения.

Тепловой поток, идущий из глубин Земли, воздействует на фи­зико-химические свойства осадочных пород, что объясняется их разной теплопроводностью, и на фазовое состояние заключенных в них флюидов. Теплопроводность флюидов при сходном литологи­ческом составе пород может определять различие геотермических градиентов над продуктивными и водоносными структурами.

Подземные воды, являясь наиболее теплоемким веществом земной коры, играют важную роль в распределении теплового по­тока, рассеянии и смешении восходящих тепловых потоков при ла­теральном движении вод из областей инфильтрации к областям разгрузки. Области питания характеризуются низкой напряженностью теплового поля, а области разгрузок подземных вод отличаются по­вышенной напряженностью теплового поля — высокими темпера­турами, геотермическими градиентами и низкими значениями гео­термической ступени, вследствие чего результаты термометрических исследований используются для выяснения динамичности или за­стойности подземных вод.

Передача теплоты в недрах представляет собой сложный процесс распределения тепловой энергии между минеральным скелетом по­роды и заполняющих поры породы жидкостей и газов. Теплоперенос в литосфере осуществляется в основном за счет теплопроводности (перенос теплоты горными породами) и конвекции (перенос теплоты подземными водами), причем на долю последней приходится до 25- 50%.

Коэффициент теплопроводности зависит от состава пород, их петрофизических свойств и термодинамических условий. Наибольшая теплопроводность у каменной соли, ангидритов, наи­меньшая — у глины. При изучении термического режима недр Ас­траханского ГКМ установлено, что над сводами высокоподнятых соляных куполов температура недр на 8—10 °С ниже, чем в глубоких межкупольных мульдах, где соль практически отжата. На темпера­туру существенное влияние оказывает скорость движения подземных вод. По данным М.М. Миника (1989), над сводами поднятия теп­лового потока больше, чем над крыльями. Чем выше скорость филь­трации, тем больше плотность теплового потока, поэтому над сво­дами структур формируются положительные тепловые и темпера­турные аномалии. Основными параметрами, характеризующими термический режим недр, выступают: геотермический градиент, геотермическая ступень и плотность теплового потока, которые за­висят от термических свойств пород, их состава и водонасыщенности. Геотермический градиент изменяется по территории России в широких пределах — от 1,8 °С/100 м в областях докембрийской складчатости до 4-5 “С/100 м в межгорных впадинах и прогибах (Южно-Мангышлакская впадина, Терско-Каспийский прогиб).

В пределах Прикаспийской впадины геотермический градиент составляет 0,5-2,0 °С/100 м в надсолевом комплексе и до 2,5—3,6 °С/100 м в подсолевом комплексе отложений (со средним значе­нием геотермического градиента (2,36 ± 0,46). Распределение глу­бинной теплоты в недрах Прикаспийской впадины неравномерно: наиболее прогреты недра южного обрамления впадины, располо­женные в области сочленения впадины с молодой Центрально-Ев­разийской платформой. Повышенный температурный режим в подсолевой толще южного обрамления впадины обусловлен также бли­зостью хорошо прогретых недр Предкавказья и преобладанием в надсолевой части разреза мощных терригенных теплоэкраниру­ющих толщ, создающих охлаждающий эффект для подстилающих подсолевых отложений.

Прогретость подсолевых отложений увеличивается, достигает максимума в Астраханской зоне (геотермический градиент составляет 3,0-3,6 °С/100 м). Геотермический градиент подсолевых про­дуктивных отложений на Астраханском своде варьирует от 2,4—3,1 °С/100 м, составляя в среднем 2,5—2,7 °С/100 м.

На общем фоне значений теплового поля отмечаются относи­тельные максимумы и минимумы температуры, соответствующие, как правило, крупным структурам, впадинам и поднятиям, выделя­ющимся в подсолевом комплексе. Интенсивность этих аномалий обычно не превышает 15-20 °С, а общая конфигурация соответ­ствует очертаниям структурных элементов, над которыми они выде­ляются. Температурным максимумам в тепловом поле соответствуют Астраханское, Тенгизское, Жанажольское, Каратюбинское, Кенкиякское месторождения УВ.

В целом распределение температуры в пределах Астраханского свода (карбонатного массива) хорошо согласуется со структурной поверхностью подсолевых отложений. Выявленные температурные максимумы соответствуют крупным подсолевым поднятиям — Пра­вобережной АСЗ и Девонской структуре, над которыми они выяв­лены. Из этих структур в процессе бурения скважин получены при­токи газоконденсата (скважине Правобережная-1, Девонская-2, Северо-Астраханская-1) и нефти (скважина Володарская-2).

Газоконденсатная залежь Астраханского ГКМ, залегающая в ин­тервале глубин 3880-4100 м, находит отражение по изотерме 114 °С. На отдельных участках залежи зафиксированы температурные мак­симумы 123-125 °С, пространственно приуроченные к глубоким мульдам, где кунгурская соль отжата, и минимумы (по отношению к среднему значению) 106—110 °С, приуроченные соответственно — к соляным куполам с высоким положением кровли соли (Сеиговский, Айдикский, Ахтубинский соляные купола).

Увеличение температуры отмечается в направлении к склоновым частям Астраханского свода. На Заволжской, Табаковской и Еленовской площадях северо-восточного склона свода температура камен­ноугольных отложений составляет 110—115 °С, на правобережной части свода она равна 120—127 °С, южнее в зоне Южно-Астраханских поднятий — 130-135 °С. Так, в скважине Южно-Астраханская-14 на глубине 5 км температура недр равна 145 °С, в скважине Южно- Астраханекая-5 на этой же глубине она составляет 133 °С (Бочкарева и др., 2001), западнее Астраханского свода температура постепенно уменьшается до 90-100 °С.

В геотермических исследованиях глубоких скважин (Девонская-2, Правобережная-1) установлено, что температура составляет 130— 140 °С на глубине 5000 м, 150—158 °С на глубине 6000 м, и превышает 160-180 °С на глубине 6200-6500 м (рисунок ниже).

Столь высокие температуры, зафиксированные в скважинах, объясняются, вероятно, местоположением скважины Девонская-2 в глубокой бессолевой мульде и наличием глубинного тектонического нарушения (что подтверждено сейсмическими исследованиями) и местоположением скважины Правобережная-1 в пределах крупной зоны тектонической трещиноватости, что создает жесткие термобарические условия, которые обусловлены наличием региональной соленосной покрышки кунгурского яруса, близостью Предкавказья и, возможно, наличием глубинных трещинных каналов, откуда идет подток высокотемпературных флюидов. Примером таких каналов может служить скважина 1П Мынтобе (центральная часть Прикаспийской впадины), в которой измеренная пластовая температура на глубине 4780 м составила 243 °С. По мнению ряда исследователей, скважина попала в термически напряженную зону, в зону глубинного разлома, по которому проникает теплота из глубинной части земли.

Гидрогеотермические данные позволяют судить о процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления, поскольку темпера­турные условия оказывают влияние на преобразование ОБ, фазовое состояние УВ и их миграционные способности, физические свойства флюидов, они необходимы при подсчете запасов УВ и разработке месторождений, при поиске термальных вод, при геологическом кар­тировании и выявлении перспективных в нефтегазогеологическом отношении районов; к ним относятся районы, где геотермический градиент превышает 3 °С/100 м с минерализацией вод более 100 г/дм³.

6. Пмеогидрогеологтеские показатели нефтегазоносности.

Как известно, химический состав воды определяется условиями их формирования в опреде­ленной природной обстановке. Этими вопросами занимается палеогидрогеология. Палеогидрогеологические исследования позволяют установить обстановку накопления того или иного типа вод и бази­руются на взаимосвязи геологических и гидрогеологических фак­торов и их роли в формировании подземных вод. Взаимосвязь гео­логических и гидрогеологических структур наблюдается в совре­менных условиях и прослеживается в геологическом прошлом. Среди геологических факторов доминирующую роль играют текто­нический и литологический факторы, определяющие пространст­венное распределение бассейнов седиментации, условия осадконакопления, фильтрационно-емкостные параметры пород-коллек­торов.

Литогенетические и тектонические процессы оказывают значи­тельное влияние на гидрогеологические процессы — изменение емкостных и фильтрационных свойств водовмещающих и флюидо­упорных толш, условия миграции. В развитии гидрогеологических процессов важная роль принадлежит цикличности, т.е. выделению циклов — периодов гидрогеологической истории развития водо­носных комплексов. Такие циклы охватывают инфильтрационный и элизионный этапы, тесно связанные с тектоническими процес­сами. Если элизионный этап гидрогеологического развития пре­обладает над инфильтрационным, соответствующие гидрогеологи­ческие бассейны следует рассматривать в качестве перспективных в отношении нефтегазоносности. Изучение палеогидрогеологических условий позволяет проводить палеогидрогеологические рекон­струкции и строить палеотектонические, палеогидродинамические, палеотемпературные карты, разрезы, схемы, с помощью которых можно воспроизводить положение палеопьезометрических напоров, значения палеотемператур и др.